Untitled document

Приложение к свидетельству № 59670

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии(АИИСКУЭ)ОП«ТверьАтомЭнергоСбыт»

АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению АО «АтомЭнергоСбыт» (ОАО «Тверьэнергос-

быт») – ПАО «Мосэнергосбыт» (ПАО «Мосэнергосбыт»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению АО

«АтомЭнергоСбыт» (ОАО «Тверьэнергосбыт») – ПАО «Мосэнергосбыт» (ПАО «Мосэнергос-

быт») (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнер-

гии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи

полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные

трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной

электрическойэнергииврежимеизмеренийактивнойэлектрическойэнергиипо

ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83,

вторичныеизмерительные цепии техническиесредства приема-передачиданных.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ

приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух

серверов - сервера базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» и сервер АИИС КУЭ ОП

«ТверьАтомЭнергоСбыт».

Сервер базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» включает в себя

автоматизированные рабочие мест персонала (АРМ), ИВК «ИКМ - Пирамида», программное

обеспечение (ПО) «Пирамида-2000», каналообразующую аппаратуру, технические средства для

организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Сервер АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» включает в себя автоматизированные

рабочие места персонала (АРМ), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройство

синхронизации системного времени типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические

средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к

информации.

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Лист № 2

Всего листов 11

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта

GSM с помощью технологии CSD – на сервер базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнер-

го», где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины

с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение

результатов измерений, оформление отчётных документов. Из сервера базы данных ПАО

«МРСК Центра» - «Тверьэнерго», информация о результатах измерений активной и реактивной

электроэнергии передаются в виде xml-файлов формата 80020 на сервер АИИС КУЭ ОП

«ТверьАтомЭнергоСбыт».

Дополнительно на сервер АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» поступает

информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго»

(Госреестр № 45348-10) (по измерительным каналам 50, 51, 54 согласно таблице 1), АИИС КУЭ

ОАО «МОЭСК» по границам ОРЭ (Госреестр № 58349-14) (по измерительным каналам 1-5

согласно таблице 3). Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ,

сбор данных с которых производится в виде xml-макета формата 80020, указан в таблице 3.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» осуществляется от сервера АИИС КУЭ ОП

«ТверьАтомЭнергоСбыт» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ

осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата

80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов

измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным

субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения рее-

стра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

все уровни. Источником сигналов точного времени для сервера базы данных ОП «ТверьАтом-

ЭнергоСбыт» служит УСВ-3, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по

сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой

абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шка-

лы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3

100 мкс. Сравнение показаний часов сервера базы дан-

ных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час, незави-

симо от величины расхождения показаний часов сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоС-

быт» и УСВ-3.

Сервер базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» имеет доступ к серверу син-

хронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечи-

вающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системно-

го времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государ-

ственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного вре-

мени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс.

Сличение часов NTP-сервера осуществляется с часами сервера базы данных ПАО «МРСК Цен-

тра» - «Тверьэнерго» осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляет-

ся независимо от наличия расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера базы данных ПАО «МРСК Центра» -

«Тверьэнерго» происходит один раз в 30 минут. Корректировка осуществляется при

расхождении показаний часов счетчиков и сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Источником сигналов точного времени для УСПД СИКОН С 70, входящий в состав

АИИС КУЭ ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» служит УСВ-1, синхронизирующие часы

измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-

приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного

импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более

0,5 с.

Синхронизация времени УСПД от приемника точного времени происходит ежесекундно.

Лист № 3

Всего листов 11

Сравнение показаний часов УСПД и счетчиков (для ИК № 12, 13, 13А) происходит во

время сеанса связи по окончании суток. Синхронизация осуществляется при расхождении

показаний часов УСПД и счетчика на величину более чем ±2 с.

Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» по границам ОРЭ

используетсяустройствосинхронизациивремениУСВ-1,синхронизирующеечасы

измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-

приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного

импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более

0,5 с.

Синхронизация часов сервера базы данных от приемника точного времени происходит

ежесекундно.

Сравнение показаний часов УСПД и сервера происходит при каждом сеансе связи, но не

реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и

сервера на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК № 8-11, 9А) и соответствующих УСПД

происходит при каждом сеансе связи, но реже одного раза в 30 минут. Синхронизация

осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и счетчика на величину более чем ±3 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы,

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируе-

мого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Лист № 4

Всего листов 11

признаки

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которых входят программы, указанные в

таблице 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации

паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое

программными средствоми ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера».

Таблица 1а - Метрологические значимые модули ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные

Значение

CalcCli-CalcLeak-

Metrol-Parse-Par-

ИдентификационноеCal-Parse-ParsePi-SynchroNVerifyTim

наименование ПО

ents.dll age.dll

cLosses.dl

ogy.dll Bin.dll seIEC.dll

Modbus.dl ramida.dll SI.dll e.dll

Номер версии (иден-

тификационныйно-3

мер) ПО

e55712d0bb1959ff70d79874d152e28d7b66f557f88548e73a928 c391d6427ecf532935530d9b011ea5429b2

Цифровой иденти-1b219065be1eb17c8 0fc2b156a08799bb3cb73726133d1e664941acf4055bca1a3fd32 26f7cdc2361fb0e288

фикатор ПО d63da94913f7b0f6d40fdc27e1ccea41b548 28cd77805 521f63d00b2a4d3fe115049af1f ecd814c4e4f5b356a1

14dae4a132fa480acd2c83bd1ba7b0d9ff8f48d979fb7ca09d1e75

Алгоритмвычисле-

ния цифрового иден-MD5

тификатора ПО

ПО

Таблица 1б — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПО Pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157a0e

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 5

Всего листов 11

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

50/5

Зав. № б/н

НАМИ-

10УХЛ2

Кл.т. 0,5

10000/100

Зав. № б/н

Счетчик

электриче-

ской энер-

гии

Вид

элек-тро-

энергии

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт»

АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению АО «АтомЭнергоСбыт» (ОАО «Тверьэнергосбыт») –

ПАО «Мосэнергосбыт» (ПАО «Мосэнергосбыт») и их метрологические характеристики

НомерМетрологические

точки Измерительные компоненты характеристики

изме- Наимено- ИК*

рений вание точ-Погреш-

на од- ки измере- Основная ность в

ноли-ний ТТ ТН Сервер погреш- рабочих

нейнойность, %условиях,

схеме %

789

ТП-411,

ВЛ-10 кВ

14 фидер №4

ПС Ошей-

кино

5 6

ИВК

СЭТ-4ТМ.03 «ИКМ

0,2S/0,5 Пира-

Зав. № мида»

0109052068 Зав.

№288

актив-

ная± 1,1± 3,0

реак-± 2,3± 4,6

тивная

ТФЗМ-110

Кл.т. 0,5

1000/5

Зав. № 284

Зав. № 285

Зав. № 287

ТФЗМ-110

Кл.т. 0,5

1000/5

Зав. № 261

Зав. № 269

Зав. № 273

Таблица 3 – Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, резуль-

таты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном обмене

Метрологические

Номер

ний на

одно-

линей-

точки

Измерительные компоненты

характеристики ИК

мере-

Наименова- Вид элек-Погреш-

ние точки Счетчик тро- Основная ность в

измерений ТТ ТН электриче- УСПД энергии погреш- рабочих

ной

ской энергииность, %условиях,

схеме

567

ПС Решет-

никово, ВЛ-

110 кВ Ред-

кино-

Решетнико-

во-1 с отп.

RTU-325

Зав.

№2193

СЭТ-4ТМ.03активная

0,2S/0,5

Зав. №реактив-

0108072761 ная

± 1,1± 3,0

± 2,3± 4,6

ПС Решет-

никово, ВЛ-

110 кВ Ред-

кино-

Решетнико-

во-2 с отп.

НКФ-110

Кл.т. 0,5

110000:√3/

100:√3

Зав. № 61268

Зав. № 61302

Зав. № 61333

НКФ-110

Кл.т. 0,5

110000:√3/

100:√3

Зав. № 61318

Зав. № 61635

Зав. № 70043

RTU-325

Зав.

№2193

СЭТ-4ТМ.03активная

0,2S/0,5

Зав. №реактив-

0108073474 ная

± 1,1± 3,0

± 2,3± 4,6

Лист № 6

Всего листов 11

9А

СЭТ-4ТМ.03

0,2S/0,5

Зав. №

0112064196

RTU-

325

Зав.

№2193

НАМИ-110

Кл.т. 0,2

110000:√3/

100:√3

Зав. № 1986

Зав. № 1991

Зав. № 561

СЭТ-4ТМ.03

0,2S/0,5

Зав. №

0108062097

RTU-

325

Зав.

№1702

НАМИ-110

Кл.т. 0,2

110000:√3/

100:√3

Зав. № 1960

Зав. № 1979

Зав. № 1980

СЭТ-4ТМ.03

0,2S/0,5

Зав. №

0112065012

RTU-

325

Зав.

№1703

НКФ-110-57

Кл.т. 0,5

110000:√3/

100:√3

Зав. № 16430

Зав. № 16286

Зав. № 16339

СЭТ-4ТМ.03

0,2S/0,5

Зав. №

0108051120

СИ-

КОН

С70

Зав.

№1142

Продолжение таблицы 3

8910

ТФЗМ-110

Кл.т. 0,5

1000/5

ПС Решет-Зав. №

никово, 11345

ОВ-110 кВЗав. №

11367

Зав. №

79214

НКФ-110

Кл.т. 0,5

110000:√3/

100:√3

Зав. № 61268

Зав. № 61302

Зав. № 61333

НКФ-110

Кл.т. 0,5

110000:√3/

100:√3

Зав. № 61318

Зав. № 61635

Зав. № 70043

актив-

ная± 1,1± 3,0

реак-± 2,3± 4,6

тивная

200/5

Зав. №

33140

Зав. №

33141

актив-

ная± 1,0± 2,9

реак-± 2,0± 4,5

тивная

200/5

Зав. №

33130

Зав. №

33121

актив-

ная± 1,0± 2,9

реак-± 2,0± 4,5

тивная

ТФЗМ-110

ПС 129

Кл.т. 0,5

Талдом-1,

ВЛ-110 кВ

Талдом -

Борки вос-

точная.

Зав. №

33142

ТФЗМ-110

ПС 367

Кл.т. 0,5

Талдом-2,

ВЛ-110 кВ

Талдом-2 -

Борки за-

пзападная

Зав. №

33120

ТФЗМ-110Б-

1У1

ПС Радуга,Кл.т. 0,5

ВЛ-110 кВ 300/5

Темпы-Зав. №

Волга Вос- 19838

точная сЗав. №

отп. 19762

Зав. №

19833

актив-

ная± 1,1± 3,0

реак-± 2,3± 4,6

тивная

Лист № 7

Всего листов 11

НКФ-110-57

Кл.т. 0,5

110000:√3/

100:√3

Зав. № 16422

Зав. № 16404

Зав. № 16420

СЭТ-4ТМ.03

0,2S/0,5

Зав. №

0108055025

13А

СЭТ-4ТМ.03

0,2S/0,5

Зав. №

0107050010

СИ-

КОН

С70

Зав.

№1142

8910

Продолжение таблицы 3

ТФЗМ-110Б-

1У1

ПС Радуга,Кл.т. 0,5

ВЛ-110 кВ 300/5

Темпы-Зав. №

Волга За- 19852

падная сЗав. №

отп. 19840

Зав. №

19842

актив-

ная± 1,1± 3,0

реак-± 2,3± 4,6

тивная

ТФЗМ-110Б-

1У1

Кл.т. 0,5

300/5

ПС Радуга, Зав. №

ОВ-110 кВ 19822

Зав. №

19828

Зав. №

18754

НКФ-110-57

Кл.т. 0,5

110000:√3/

100:√3

Зав. № 16430

Зав. № 16286

Зав. № 16339

НКФ-110-57

Кл.т. 0,5

110000:√3/

100:√3

Зав. № 16422

Зав. № 16404

Зав. № 16420

актив-

ная± 1,1± 3,0

реак-± 2,3± 4,6

тивная

*Примечания

1Вкачествехарактеристикпогрешностиуказаныграницыинтервала

(соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и

реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.

2Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

частота (50 ± 0,2) Гц;

температура окружающей среды: (23 ± 2) °С.

3Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн

; диапазон

силы первичного тока (0,01 (0,05) – 1,2)Iн

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 –

0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн

; диапазон

силывторичноготока(0,01–1,2)Iн

;диапазонкоэффициентамощности

cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Лист № 8

Всего листов 11

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С;

относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

4Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % I

ном

cos

= 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК 12-

14, 13А от 0 до плюс 40 °С; для ИК 8-11, 9А от плюс 5 до плюс 40 °С.

5Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

таблице 2. Допускается замена сервера на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется

актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с

настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

6Всеизмерительныекомпонентысистемыутвержденыивнесеныв

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

УСВ-3 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

УСПД RTU 325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, сред-

нее время восстановления работоспособности tв = 24 часа;

контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - среднее время наработки на от-

каз не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

сервер HP Proliant DL320e Gen8 – среднее время наработки на отказ не менее Т =

64 067 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 часа.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспере-

бойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной поч-

ты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

Лист № 9

Всего листов 11

испытательной коробки;

сервера.

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

счетчика электрической энергии;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-

правлениях не менее 111 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

УСПД RTU-325 – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электро-

энергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу –

45 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 – суточные данные о тридцати-

минутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за

месяц, по каждому каналу – 45 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее

3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации

насистемуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюкоммерческогоучёта

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению

АО «АтомЭнергоСбыт»(ОАО «Тверьэнергосбыт»)–ПАО«Мосэнергосбыт»

(ПАО «Мосэнергосбыт») типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонентаТип компонента № Госреестра Количество

ТФЗМ-110Б

2793-889

ТПЛ-10

1276-592

922-546

НКФ-110-57

НАМИ-10-

95УХЛ2

20186-001

СЭТ-4ТМ.03

27524-044

Трансформаторы тока климатического

исполнения VI, ХЛ1

Трансформаторы тока проходные с литой

изоляцией

Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения антирезонансные

трехфазные

Счетчики электрической энергии многофункцио-

нальные

Устройств синхронизации времени

УСВ-3

УСВ-1

51644-12 1

28716-05 2

Лист № 10

Всего листов 11

Наименование компонента

Устройства сбора и передачи данных

Контроллеры сетевые индустриальные

Комплексы информационно-вычислительные

№ Госреестра

37288-08

28822-05

29484-05

Количество

Сервер АИИС КУЭ

—

Сервер базы данных ПАО «МОЭСК»

—

Методика поверки

Паспорт-формуляр

Руководство по эксплуатации

Тип компонента

RTU-325

СИКОН С70

ИКМ-Пирамида

HP Proliant

DL320e Gen8v2

HP Proliant

ML350 G4

—

Поверка

осуществляется по документу МП 61476-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт»

АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению АО «АтомЭнергоСбыт» (ОАО «Тверьэнергосбыт») –

ПАО «Мосэнергосбыт» (ПАО «Мосэнергосбыт»). Измерительные каналы. Методика поверки»,

утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 24 июня 2015 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика

поверки»;

средства поверки ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения.

Методика поверки»;

счетчик СЭТ-4ТM.03 – по документу «Счетчики электрической энергии много-

функциональныеСЭТ-4ТМ.03.Руководствопоэксплуатации.Методикаповерки»

ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября

2004 г.;

устройство синхронизации времени УСВ-3 – по документу «Устройство синхрони-

зации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИ-

ИФТРИ» в 2012 г;

устройство синхронизации времени УСВ-1 – по документу «Устройство синхрони-

зации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИ-

ИФТРИ» 15.12.2004 г.;

устройствасбораипередачиданныхRTU-325–подокументуДИ-

ЯМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика по-

верки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;

контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 – по документу «Контроллеры

сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному

ВНИИМС в 2005 году;

комплекса информационно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» – по документу

«Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ

230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005г.

Перечень основных средств поверки:

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Сведения о методиках (методах) измерений

Сведения отсутствуют.

Лист № 11

Всего листов 11

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИСКУЭ)ОП«ТверьАтомЭнергоСбыт»АО«АтомЭнергоСбыт»посечению

АО «АтомЭнергоСбыт»(ОАО«Тверьэнергосбыт»)–ПАО«Мосэнергосбыт»

(ПАО «Мосэнергосбыт»)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия.

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСнабСтройСервис»

(ООО «ЭнергоСнабСтройСервис»)

Юридический адрес: 121500, г. Москва, Дорога МКАД 60 км, дом 4А, офис 204

ИНН 7706292301

Тел/факс: +7 (4922) 42-46-09/ 42-44-93

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго»

(ООО «Альфа-Энерго»)

Юридический адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы»

(ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119631, г. Москва, ул.Озерная, д.46

Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66

E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений

в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.«___»____________2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru